Apa yang dimaksud dengan skema take‑or‑pay dalam kontrak pembangkit listrik, dan mengapa skema ini masih dibutuhkan saat ini?

Take‑or‑pay adalah mekanisme kontrak yang mengharuskan pembeli membayar sejumlah biaya listrik sesuai komitmen meskipun energi yang dipasok tidak sepenuhnya terpakai. Skema ini membantu menjadikan proyek pembangkit bankable karena memberikan jaminan pendapatan yang stabil bagi pengembang, sehingga mempermudah akses pembiayaan dari bank atau lembaga keuangan. Tanpa jaminan tersebut, risiko finansial proyek dapat meningkat, terutama bagi pembangkit berbasis fosil yang memerlukan investasi kapital besar dan masa operasi panjang.

Bagaimana penurunan tingkat take‑or‑pay dapat memberikan ruang bagi energi terbarukan seperti PLTS dan angin dalam sistem kelistrikan Indonesia?

Dengan menurunkan tingkat take‑or‑pay, khususnya dengan membedakan persentase sesuai waktu (misalnya 40 % siang, 80‑100 % malam), kontrak pembangkit fosil menjadi lebih fleksibel. Fleksibilitas ini memungkinkan produksi listrik fosil berkurang ketika energi terbarukan yang bersifat variabel berkontribusi lebih besar, sehingga mengurangi beban over‑generation dan meningkatkan efisiensi sistem. Bank dan lembaga pembiayaan dapat menyesuaikan model pembiayaan untuk memperhitungkan fluktuasi produksi, mendukung integrasi lebih luas PLTS dan angin ke dalam grid tanpa mengorbankan keamanan pasokan.

Apa tantangan utama dalam merealisasikan program 100 GWp PLTS di Indonesia, dan langkah apa yang disarankan untuk mengatasi tantangan tersebut?

Tantangan utama adalah memastikan adanya kapasitas penyerapan listrik yang dihasilkan PLTS serta membangun ekosistem infrastruktur yang mendukung, termasuk jaringan transmisi dan distribusi yang dapat menangani sumber energi variabel. Rachmat menekankan perlunya koordinasi antara PLN, BUMN terkait, dan pemerintah untuk memperluas jaringan listrik, serta menyesuaikan kontrak PPA dan take‑or‑pay agar lebih fleksibel. Selain itu, pembiayaan harus memperhitungkan kebutuhan fleksibilitas operasional, sehingga investasi dapat terjamin meski produksi surya berfluktuasi.

Buka Ruang EBT, Danantara Usul Persentase Take or Pay Pembangkit Fosil Turun

Oleh Ajeng Dwita Ayuningtyas

17 September 2026, 13:40

Fauza I Katadata

Managing Director of Development Investment Danantara Development Management Fund (DDMF) Rachmat Kaimuddin dalam sesi diskusi di forum Katadata SAFE 2026, Rabu (16/9)

Membuat ringkasan dengan AI

Penurunan tingkat take or pay dalam kontrak pembangkit listrik berbasis fosil bisa menjadi opsi kebijakan untuk memberikan ruang bagi energi terbarukan, terutama pembangkit listrik tenaga surya (PLTS) dan angin, untuk masuk ke sistem kelistrikan Indonesia.

Managing Director of Development Investment Danantara Development Management Fund (DDMF) Rachmat Kaimuddin menjelaskan, skema take-or-pay -- yang mewajibkan pembayaran listrik sesuai komitmen kontrak meski listrik tersebut tidak seluruhnya digunakan -- merupakan salah satu skema yang saat ini masih dibutuhkan untuk membuat proyek pembangkit bankable.

Namun, kontrak dengan tingkat take or pay yang tinggi dapat membatasi fleksibilitas sistem ketika pembangkit energi terbarukan yang produksinya berubah-ubah mulai masuk dalam jumlah besar.

“Jika kita dapat menurunkan tingkat take or pay dalam kontrak pembangkit listrik tenaga fosil, kita akan memiliki ruang untuk menambahkan pembangkit listrik yang sifatnya variabel,” kata Rachmat dalam sesi diskusi Indonesia’s Strategic Wager: Planning Future Demand, Powering Sustainable Growth di Katadata SAFE 2026, Rabu (16/9).

Menurut dia, fleksibilitas tersebut dapat diterapkan dengan membedakan tingkat take or pay menurut waktu. “Mungkin saat siang itu 40 persen, saat malam 80 atau 100 persen,” ujarnya.

Skema tersebut, menurut Rachmat, perlu diperhitungkan dalam kontrak dan pembiayaan pembangkit. “Jadi, bank dan lembaga pembiayaan perlu memahami sistem tersebut, agar ketika kontrak dibuat, kontrak tersebut dapat mempertimbangkan kebutuhan terhadap fleksibilitas dalam pembiayaannya,” kata dia.

Rachmat mengatakan sistem kelistrikan saat ini tidak didesain untuk mengakomodasi listrik yang bersifat variabel seperti energi surya dan angin. Karena itu, kompleksitas tersebut perlu diperhitungkan sebelum skema pembiayaan dirancang.

Menurut dia, Indonesia perlu fokus pada kapasitas pembangkit yang telah dimiliki serta sumber daya yang tersedia. Saat ini, terdapat sekitar 75 gigawatt (GW) kapasitas pembangkit listrik yang dioperasikan PLN, dengan sebagian produksi listrik berasal dari pembangkit milik independent power producer (IPP).

Di sisi lain, Indonesia memiliki sumber daya alam yang dapat dimanfaatkan, salah satunya energi surya. “Jadi, menurut saya strategi yang perlu dipikirkan adalah mempertimbangkan sumber daya yang kita miliki dan kebutuhan baru yang akan muncul agar selaras dengan profil energi kita,” ujarnya.

Rachmat mengatakan program 100 gigawatt-peak (GWp) pembangkit listrik tenaga surya (PLTS) merupakan komitmen politik yang sangat kuat. Namun, menurut dia, hal yang perlu dipastikan berikutnya adalah ada atau tidaknya pihak yang akan menyerap listrik tersebut.

Karena itu, menurut Rachmat, ekosistem energi surya juga perlu dibangun. “PLN, BUMN lainnya, dan pemerintah perlu membangun jaringan listrik yang sesuai untuk mendukung sistem tersebut,” kata dia.

Sejalan dengan Rachmat, Energy Programme Director GIZ Lisa Tinschert mengatakan fleksibilitas sistem energi juga berkaitan dengan power purchase agreement (PPA) atau perjanjian jual beli listrik. “Bagaimana agar kontrak itu dapat memberikan lebih banyak fleksibilitas dan menggunakan mekanisme pembayaran yang berbeda,” kata Lisa.

Dia menjelaskan, Jerman saat ini juga berada dalam tahap coal phase-down, yakni pengurangan penggunaan pembangkit listrik tenaga batu bara secara bertahap. Dalam proses tersebut, pembangkit batu bara dibuat lebih fleksibel dalam menaikkan atau menurunkan produksinya.

“Dengan begitu, pembangkit tersebut dapat membantu mengimbangi tenaga surya dan angin,” ujarnya.